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FQZ4IbZcr9BX8puwd5SLxpmHA.pngEl Centro Aeroespacial Alemán (Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahrt; DLR) celebra su cuadragésimo año de investigación de la energía en 2016, dando a los tomadores de decisiones la oportunidad de reflexionar. Uno de estos tomadores de decisiones es Michael Geyer, que es un físico e ingeniero, y un experto en plantas de energía solar térmica. Durante varios años fue investigador DLR en el centro de investigación de la Plataforma Solar de Almería, España. También trabajó para las empresas industriales alemanas e internacionales, antes de trasladarse a la española Abengoa Solar Energy Company en 2007. Como Director de Desarrollo de Negocios Internacionales, se vio involucrado en el desarrollo de grandes proyectos de plantas de energía solar en todo el mundo. En la década de 1990, Geyer era un profesor de energía, tecnología de centrales eléctricas, y la tecnología de proceso en la Universidad de Ciencias Aplicadas de Regensburg. periodista científico Tim Schröder habló con él.

 

 

 

Sr. Geyer, la idea de utilizar las plantas de energía solar térmica para la producción de energía ya es de al menos 100 años de antigüedad. Poco antes de la Primera Guerra Mundial, los ingenieros construyeron la primera planta en el norte de África. Sin embargo, la tecnología sólo logró romper en el inicio de este siglo. ¿Por qué tan tarde?

Géiser experto solar térmica

Solar experto en plantas de energía, Michael géiser.

Hay una serie de razones para ello. Para empezar, esto es debido a que, hasta ahora, los combustibles fósiles han dominado. Lo que es sorprendente es que, en realidad, el inventor estadounidense Frank Shuman construyó la primera central de colectores cilindro parabólicos en Egipto en 1912, para bombear el agua del Nilo para regar los campos de algodón. Él quería reemplazar el carbón, que los egipcios importaban de Inglaterra en ese momento, con la energía solar. Con la Primera Guerra Mundial, la era del petróleo crudo comenzó, y los debates sobre la energía solar se detuvo por un largo tiempo. Con la crisis del petróleo de 1973, el uso de combustibles fósiles para la energía tuvo su primer revés. La crisis del petróleo dio el EE.UU. y Europa el incentivo para comprometerse con la idea de usar la energía solar en las plantas de energía de nuevo. A finales de la década de 1970, la construcción de las primeras plantas piloto de energía solar térmica con una potencia de unos pocos megavatios comenzó en los EE.UU. y Europa. Sin embargo, todavía quedaba un largo camino por recorrer desde la primera planta piloto a través de la utilización comercial de la tecnología, porque había un montón de cuestiones técnicas que quedó sin respuesta.

¿Cómo fue la era de las centrales térmicas solares comienzan?

1980 plantas de energía solar térmica

Plataforma Solar de Almería en el inicio de la década de 1980.

Un hito fue el programa de desarrollo y demostración, que la Agencia Internacional de Energía - IEA - lanzado en 1976 junto con 10 de sus países miembros. Dos plantas piloto de energía solar térmica se construyeron en el único desierto de Europa - el desierto de Tabernas en la provincia española de Almería. El proyecto se llamó IEA-SPSS, SPSS pie de la Pequeña sistemas de energía solar. El objetivo era poner a prueba dos tecnologías diferentes para plantas de energía solar - tecnología de colectores cilindro-parabólicos y de torre solar. Cada planta piloto se supone que tienen una potencia eléctrica de 500 kilovatios. Esto es, en comparación con las plantas que proporcionan hoy en día 100 megavatios y más, relativamente bajos. Pero en primer lugar, estas nuevas tecnologías tuvieron que ser probado. Las empresas y científicos de 10 países - Bélgica, Alemania, Francia, Grecia, Italia, Austria, Suiza, Suecia, España y los Estados Unidos - estaban involucrados en el proyecto. Esto muestra cuán grande es el nivel de interés en esta tecnología fue en ese momento. La prueba alemana y el Instituto de Investigación de Vuelo de Aviación y del Espacio (Deutsche Forschungs- und für Luft-und Versuchsanstalt Astronáutica; DFVLR) como "Agente Operador, fue el responsable de la gestión de proyectos. El edificio de dos plantas se completó en 1984.

Así fue que en esta época que se fue a Almería para DFVLR?

Sí. Después de estudiar Física, empecé a DFVLR en 1981, en ​​la de Joachim Nitsch grupo. No nos preocupa a nosotros mismos principalmente a la cuestión teórica de cómo podríamos cambiar el sistema de suministro de energía para utilizar fuentes de energía renovables. Mi tarea fue investigar el potencial de las plantas de energía solar térmica. Después de este análisis, que quería probar la tecnología solar térmica, en la práctica, y por eso me llevó a la oferta en 1985 para ir a Tabernas para DFVLR y para conocer las plantas allí. Las plantas piloto IEA-SSPS y también la estación de potencia piloto español CESA-I habían en este momento ya se han completado. El proyecto IEA-SSPS acababa de terminar. El trabajo ha seguido gestionado a partir de entonces por un nuevo contrato de cooperación española-alemana que fue financiado y gestionado por igual por España y Alemania. El sitio en Almería se le dio el nombre de la Plataforma Solar.

¿Qué investigación se llevó a cabo durante los primeros años en Almería?

Al principio, se investigó, en particular, el diseño óptico de diferentes tecnologías de concentración - heliostatos, colectores cilindro-parabólicos y reflectores parabólicos, junto con sus estructuras de soporte y sistemas de seguimiento. Es un hecho que los reflectores deben seguir la posición del Sol durante el curso del día. Nosotros en DFVLR trabajado en estrecha colaboración con científicos del Instituto Español de investigación CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológica) y empresas asociadas. También hemos investigado varios receptores de radiación, en la que los rayos del sol, que llega de los reflectores, se concentran. Los receptores tienen los medios de transferencia de calor, que absorbe el calor de los rayos solares altamente concentradas. Yo mismo se centró en la Plataforma Solar, en particular, sobre el almacenamiento de calor solar.

La Plataforma Solar planteaba problemas en la década de 1980 cuando se produjo un incendio. La razón se dice que es el medio de transporte de calor. ¿Que pasó?

En un principio, el proyecto IEA-SSPS utiliza sodio como un medio de transporte de calor en plantas de energía solar de la torre, ya que puede absorber, transportar y conservar el calor muy bien. Alemania llevó a ese proyecto de la tecnología de sodio usado en el reactor reproductor rápido SNR 300 en Kalkar en Renania del Norte-Westfalia, una central nuclear moderna en ese momento. Por supuesto, sodio reacciona violentamente en contacto con el agua y también es altamente inflamable cuando hay la más mínima cantidad de humedad en el aire. Durante el mantenimiento de una válvula en 1986, sodio escapó y se hizo reaccionar con la humedad en el aire; el resultado fue un gran incendio. Este fuego sin duda contribuyó al hecho de que los reactores reproductores rápidos tecnología de reactores nucleares refrigerado por sodio no se siguió profundizando en Alemania. En la tecnología solar térmica, hemos cambiado a partir de sodio a la sal fundida - una variación que, en el momento, se está probando en la planta 'Solar Two' de América y en el francés ' Themis centro de investigación' solar en los Pirineos.

Era la Plataforma Solar en el momento la planta más importante en el mundo?

La Plataforma Solar era en ese momento el único centro internacional compartida por varios países. Alrededor del mismo tiempo que el proyecto IEA-SSPS, varios países pusieron a prueba su propia tecnología solar térmica, entre ellos Francia, la Unión Soviética, Japón y los EE.UU.. Todas estas plantas y también la Plataforma Solar sirve sólo para fines de investigación y demostración. Sólo en California fue el primer mercado comercial para la energía solar térmica desarrollada. Allí, la crisis del petróleo hizo que los precios del gas suban abruptamente. Con el fin de proteger el suministro de energía durante el calor del verano, cuando se utilizan miles de aparatos de aire acondicionado en California, los proveedores de energía locales buscaron fuentes de energía renovables. En el sur de California, el proveedor local de energía, Southern California Edison, ofreció contratos de los usuarios por el poder de las plantas no fósiles fiables, conocido como 'Ofertas' estándar. Por primera vez, hubo un incentivo basado en el mercado para la construcción de grandes instalaciones solares térmicas. La firma californiana Luz-israelí desarrolló y construyó una muy grande 354 megavatios planta termosolar comercial. Luz utiliza la tecnología de colectores cilindro-parabólicos para esto. Hay que destacar que, antes de esto, los ingenieros de Luz ya habían sido convencidos de la preparación para el mercado de esta tecnología en la Plataforma Solar. La tecnología de reflectores solares vino de una empresa alemana y fue probado y optimizado en Almería. Luz adoptó la tecnología para todas sus plantas de energía. De 1985 a 2005, California siguió siendo el único mercado comercial para las plantas de energía solar térmica.

Las centrales térmicas solares experimentaron un crecimiento más sustancial, pero no por mucho tiempo.

Lo importante aquí es que, en la década de 1990, los precios del petróleo y del gas se redujo de nuevo y en consecuencia, la competitividad de las energías renovables se desvaneció. Al final del proyecto IEA-SSPS en el medio de la década de 1980, la mayoría de los países que participan en la financiación de la Plataforma Solar partieron - sólo Alemania y España continuaron desarrollando la tecnología solar térmica. Las plantas SSPS fueron entregados por la AIE a España. Alemania y España negociaron un acuerdo bilateral que controla la financiación conjunta y el uso científico de la Plataforma Solar.

Usted, mientras tanto, dejó Plataforma Solar.

Correcto. En 1989 fui por primera vez desde Almería a Alemania, con el fin de avanzar en el aspecto industrial del desarrollo de proyectos de centrales térmicas solares comerciales. He trabajado para el Grupo de Vidrio Plano, el proveedor alemán de reflectores que Luz instalado en plantas de energía en California. En 1995 regresó a Almería como el alemán co-director de la Plataforma Solar de DLR.

¿Cuál era su objetivo?

Durante mi tiempo en la industria alemana, se hizo evidente para mí que en Europa eran únicos proveedores de componentes para centrales térmicas solares. Lo que faltaba era nuestra propia tecnología "colector". Así que era mi objetivo en la Plataforma Solar para desarrollar propio colector cilindro-parabólico de Europa en cooperación con la investigación y la industria - el ' Eurotrough ' que posteriormente se convirtió en el origen de los campos de colectores cilindro-parabólicos más utilizados. Con la ayuda de la investigación en túneles de viento, hemos desarrollado una nueva estructura de soporte para este colector que evita que el reflector sea movido por el viento, lo que dificulta su enfoque. Junto con la industria también desarrollamos nuevos tubos absorbedores para este colector. Posteriormente, esta primera Plataforma Solar 'EuroTrough' ha sido desarrollada por la industria, y una tercera generación de colectores cilindro-parabólicos está en el mercado.

Una tecnología prometedora como EuroTrough todavía necesita un mercado que quiere este tipo de plantas.

En los últimos diez años se ha desarrollado realmente; hoy en día, en todo el mundo, cerca de 5.000 megavatios están en uso o en construcción. En Europa, la Directiva de la UE 2001/77 / UE fue, sin duda, una fuerza impulsora. Con el fin de promover la producción de energía a partir de fuentes de energía renovables, los Estados miembros estaban obligados a establecer objetivos nacionales para la proporción de energías renovables en su consumo de energía. Unidos decidió a sí mismos, que los sistemas de apoyo deben ser utilizados para lograr estos objetivos. En España esta directiva de la UE se puso en práctica a partir de 2002 a través de varias 'Real Decretos', o las regulaciones estatales. Por otra parte, en 1999, los españoles ya habían establecido su primer plan nacional para promover el uso de fuentes de energía renovables con el objetivo de construir plantas de energía solar térmica con una potencia total de 200 megavatios para el año 2010. Y así comenzó el auge del desarrollo de la energía solar plantas de energía en España. Hasta la fecha, 50 plantas de energía solar con una potencia total de más de 2.300 megavatios se han construido, sobre todo en Andalucía y algunos más al norte, cerca de Madrid.

En el año 2007 se ha movido a la española Abengoa constructor de la planta de energía. Desde entonces ha trabajado en muchos proyectos, sobre todo en el extranjero. En general, ¿cómo se ha desarrollado el mercado internacional?

Cuando fui a Abengoa De hecho, empecé el desarrollo mundial de proyectos de centrales térmicas solares. Los primeros proyectos de energía solar térmica se lo se denominan ', de ciclo combinado de gas y energía de vapor plantas solares integrados "en Argelia y Marruecos. plantas de gas y energía de vapor son más convencionalmente alimentados por gas natural. En este caso, los campos receptores parabólicos la 'Eurotrough' complementan el gas. Mi siguiente proyecto fue el de 100 megavatios 'Shams' planta de colectores cilindro-parabólicas poder en Abu Dabi, construida por Abengoa y operado por Total. La tecnología térmica solar para plantas de energía Sin embargo, ha sido particularmente exitoso en Sudáfrica. Mientras que en Europa tenemos un suministro abundante de energía, en Sudáfrica, como en muchos otros países emergentes, hay una falta de potencia. Desde hace dos años, que han experimentado cortes de electricidad debido a lo que se conoce como "La desconexión de carga ', ya que la capacidad de las centrales es insuficiente. Hay un sistema donde existe, por cierto tiempo, desconectar el interruptor principal en varias regiones, ciudades y áreas dentro de las ciudades. Por lo tanto, en 2011, el gobierno de Sudáfrica comenzó un programa muy exitoso para construir con financiación privada y operado plantas de producción de energía renovable. Aseguré para Abengoa el contrato para construir tres plantas de energía solar térmica con una potencia total de 250 megavatios. Dos de estas plantas de energía ya están en línea. En los EE.UU., en los últimos años, Abengoa ha construido las dos mayores plantas de colectores cilindro parabólicos de energía en el mundo - 'Solana' y 'Mojave', cada uno con una potencia de 280 megavatios. 'Solana' también tiene el mayor sistema de almacenamiento térmico en el mundo, que puede suministrar hasta seis horas de energía a plena capacidad durante la noche. En Chile, estamos construyendo una planta de energía que puede suministrar energía de carga base ininterrumpida durante todo el año.

¿Cuál es la perspectiva para Asia y otras regiones?

Muchas preguntas vienen ahora del resto de África, China e India. Estoy convencido de que en este caso la transición energética alemana sentará un precedente en todo el mundo. En muchos países, la energía renovable constituye ahora un componente importante en el plan de expansión para las empresas de servicios públicos. Hace diez años, todo parecía muy diferente. Gracias a su presencia constante en la Plataforma Solar, DLR ha realizado un trabajo de investigación y desarrollo destacado a lo largo, lo que contribuye considerablemente al progreso de la tecnología solar térmica para plantas de energía. Mis colegas en DLR están en demanda en todo el mundo como asesores de los gobiernos, inversores, empresas industriales, y los proveedores de energía - gracias a los 40 años de experiencia adquirida.

Una mirada hacia el futuro - la forma en que el desarrollo de la tecnología de energía solar en Almería continuar?

Más del 95 por ciento de los sistemas instalados hoy en día son las plantas de colectores cilindro-parabólicos. Pero lo que me parece muy prometedor, en particular, son torres solares con almacenamiento de sales fundidas. Se pueden concentrar los rayos del Sol con más fuerza que los concentradores parabólicos y por lo tanto llegar a altas temperaturas de trabajo, de modo que las turbinas de alcanzar mayores niveles de eficiencia y proporcionan más potencia. Las torres solares utilizan la misma tecnología de almacenamiento de sales fundidas como estaciones de colectores cilindro-parabólicos comerciales de hoy de potencia, pero gracias a su mayor temperatura de funcionamiento, se pueden almacenar casi el doble de energía en el mismo sistema de almacenamiento. Desde hace varios años, la primera planta de energía de 17 megavatios en España, que trabaja con sales fundidas, ha estado en funcionamiento. En los EE.UU., una planta de energía técnicamente similares con una potencia de 110 megavatios acaba de entrar en funcionamiento, y Abengoa ha iniciado la construcción de otra planta de energía de 110 megavatios. Así que las cosas están en movimiento. Estos proyectos iniciales con la nueva tecnología de sales fundidas, sin embargo, necesitan financiación por los bancos estatales o de garantía financiera, al menos, estatales, ya que los bancos comerciales generalmente no quieren ofrecer crédito donde existe riesgo tecnológico. Que sólo se involucran cuando la nueva tecnología ha demostrado su potencial de venta desde hace varios años.

¿Los centrales de torre todavía requieren un tipo de ayuda a la puesta en marcha?

Sí, hasta cierto punto. Aquí es donde espero sinceramente que el apoyo de la tecnología no termina con el desarrollo y la construcción de pequeñas plantas piloto en el rango de un megavatio. Más apoyo es importante si deseamos exclusiva una nueva planta de demostración - idealmente a una salida comercial de 100 megavatios. De lo contrario, la nueva tecnología no va a encontrar un lugar en el mercado. instrumentos de financiación prácticos para mí sería en primer lugar, las garantías de crédito como las que el gobierno de Estados Unidos, por su parte, se ha previsto la primera generación de plantas de energía renovables; o la financiación directa de un proyecto a través de los bancos estatales o bancos de desarrollo. Está claro que las centrales térmicas solares, que tienen una capacidad instalada total de cerca de 5.000 megavatios, se sigue experimentando una curva de aprendizaje en comparación con la energía fotovoltaica y energía eólica. El siguiente gran paso hacia la innovación que daría lugar a una reducción significativa de los costes sería la introducción comercial global de la sal fundida centrales de torre solar. Y las centrales térmicas solares tienen, en mi opinión, una ventaja insuperable. Gracias al almacenamiento térmico, pueden producir energía cuando es necesario, no sólo cuando brilla el sol o el viento sopla.

Fuente: https://solarthermalmagazine.com/2016/05/17/forty-years-dlr-energy-research-think-tank-solar-power-plants/

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